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【摘要】与传统变电站相比，智能变电站在一次设备智能化、变电站自动化系统、电子式互感器应用、在线监测系统以及智能辅助控制系统等方面进行了改善与优化，可以不断提高变电系统运行的稳定性与可靠性。相应的传统变电调试技术已经不能满足智能变电站的需求，应该基于智能变电站设备特征，确定智能变电站技术特点，对调试方式进行调整。本文对智能变电站调试原则进行了分析，并对调试流程进行了研究。
【关键词】智能变电站;调试技术;调试流程
智能变电站的存在是电力行业发展的必然趋势，是建设智能电网的重要保障，与传统变电站相比，智能变电站在站控层、间隔层以及通信模型等方面发生了变化，并且过程层也发生了很大的变化，传统的电压、电流互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接方式，逐渐转变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元以及光纤连接方式，相应的在变电站调试方式上也发生了变化，需要结合实际情况来确定调试原则以及技术重点[1]。
一、智能变电站调试分析
对于智能变电站的调试，必须要保证变电站内所有被调试设备通过国内一致性检测，然后在正式调试过程中采取分层次的方式，一般需要按照先功能后性能、先单装后系统的方式来进行。其中，如果被检测变电站为扩建以及改造工程，技术人员在进行调试时必须要做好相应的防护措施，以免受各因素影响而出现安全事故。智能变电站系统相对复杂，设备众多，为保证调试工作顺利进行，就需要在调试前结合变电站实际情况做好准备工作。一方面，应准备好各项调试资料以及工具。其中资料主要包括被调试设备图纸、变电站通讯图、虚端子连线图、网络配置图以及智能设备ICD文件等，另外还需要熟练掌握全站调试方案。调试工具主要包括数字保护测试仪、笔记本、高进度变送器校验仪、常规保护实验仪、网络分析仪以及光电转换器等，对于调试设备的准备需要从变电站的实际情况出发，联系以往调试经验在满足调试方案执行的基础上准备。另一方面，必须要提前对全站运行情况进行调查分析，制定相应的调试方案与时间表，而调试人员则需要熟练掌握主接线方式、变电站规模、网络配置方案以及后台配置方案等，以免调试过程中造成不同环节的相互影响。
二、智能变电站调试要点
1.延时性检查
在智能变电站调试时必须要对合并单元的延时性进行检查，一般会选择用电子互感器综合测试仪。按照相关规定检查结果延时性应该在1ms以下，并且在接入级联母线电压信号间隔合并单元的延时性在2ms以下。
2.特殊间隔调试
在大部分情况下智能变电站线路间隔、主变间隔智能组件CID文件具有通用性，通过较多的调试间隔数可以及时发现存在的设计错误。另外，尤其要加强对部分组件的控制，例如母联、站域控制数量比较少，并且功能相对特殊的间隔智能保护组件。
3.网络配置调试
智能变电站网络配置涉及到设备IP配置、交换机端口配置以及VLAN划分等组件，主要来完成对网络流量的合理划分，并且将采集信号通过预想端口输出[2]。在对智能变电站网路配置进行调试时，一方面应该做好对出厂调试阶段的管理，降低各组件存在故障的可能性，另一方面同时要做好现场调试的验证工作，保证整个网络系统可以有效进行。
三、智能变电站调试技术分析
智能变电站的运行关乎其经济效益，因此，采取可靠的调试技术至关重要，具体的智能调试技术表现为以下几个方面。
1.IED单体调试
对于智能变电站IED单体调试，需要检测的项目很多，既包括通用测试项目，同时又包括各专项功能测试。首先，对于通用项目测试主要完成电源检查、外观检查、光功率检查、采样检查、通信检查以及GOOSE开入开出功能检测等，必须要结合检测方案来选择检测手段，对各组件进行全面分析检测，准确查找锁存问题。其次，对于专项功能的检测，例如保护功能测试、测控功能检测等，对于保护功能的检测需要对保护装置跳闸矩阵、跳合闸出口压板等进行检测;测控工程测试需要完成对自检功能、遥控操作以及防误闭锁等方面的检测。
2.运行以及测控系统调试
监控系统是智能变电站系统建设中的重要组成部分，为了能够实时监控变电站各组件的运行状况，随之掌握所有设备运行情况，就必须要加强对监控系统、各间隔层装置以及运动系统等进行全面检测，例如进行控制功能检测、遥信量采集功能测试等。另外，为保证测控与运动系统的正常运行，需要对系统进行计算机通讯与冗余功能测试，其中应采取上网分别测试方式，检测系统网络工程能否正常运行，并确定出存在运行故障的部分，为后续维护工作的开展提供便利。
3.系统调试
首先，全站SMV验证。即通过一次通流、通压实验来检测现场MU发出的SMV报文是否正确，确定现场保护欲测控装置接收SMV是否正常。其测试的范围主要包括接收电流与电压量的IED装置，确定系统运行的稳定性。其次，全站范围内时钟系统调试。对过程层装置光纤B码对时，将时钟系统的精确度控制在1ms之内，同时也需要对所有间隔层进行检查，包括远动装置、智能终端、规约转换装置等与后台系统时间完全相同。通过用时间信号测试仪开出接入测控装置开入，在0ms时发出脉冲，确定装置记录SOE数据是否为0ms;从站控层读遥信变位COS时间与SOE时间，通过此种方式来估算站控层系统对时的准确性[3]。
四、结束语
智能变电站建设上与传统变电站相比系统更为复杂，同时其运行各设备要求也更高，相应的传统调试方式已经不能满足变电站运行需求。这就需要从多个方面进行分析，选择用切实可行的技术以及手段来进行调试，保证所有系统运行正常，提高变电站运行的稳定性与可靠性。
参考文献
[1]卢炯.小议信息管理技术在变电站继电保护系统中的广泛应用[J].科技经济市场.2011（01）：23-24.
[2]曹国臣，韩蕾，祝滨.大电网分布式自适应继电保护系统的实现方法[J].电力系统自动化.2010（13）：45-46.
[3]朱时祥.关于继电保护的性能和检修措施探讨[J].今日科苑.2010（08）：23-24.
作者简介：李杭州（1976—），男，学士，现供职于国网湖北省电力公司黄冈供电公司。
【关键词】智能变电站;调试技术;调试流程
智能变电站的存在是电力行业发展的必然趋势，是建设智能电网的重要保障，与传统变电站相比，智能变电站在站控层、间隔层以及通信模型等方面发生了变化，并且过程层也发生了很大的变化，传统的电压、电流互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接方式，逐渐转变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元以及光纤连接方式，相应的在变电站调试方式上也发生了变化，需要结合实际情况来确定调试原则以及技术重点[1]。
一、智能变电站调试分析
对于智能变电站的调试，必须要保证变电站内所有被调试设备通过国内一致性检测，然后在正式调试过程中采取分层次的方式，一般需要按照先功能后性能、先单装后系统的方式来进行。其中，如果被检测变电站为扩建以及改造工程，技术人员在进行调试时必须要做好相应的防护措施，以免受各因素影响而出现安全事故。智能变电站系统相对复杂，设备众多，为保证调试工作顺利进行，就需要在调试前结合变电站实际情况做好准备工作。一方面，应准备好各项调试资料以及工具。其中资料主要包括被调试设备图纸、变电站通讯图、虚端子连线图、网络配置图以及智能设备ICD文件等，另外还需要熟练掌握全站调试方案。调试工具主要包括数字保护测试仪、笔记本、高进度变送器校验仪、常规保护实验仪、网络分析仪以及光电转换器等，对于调试设备的准备需要从变电站的实际情况出发，联系以往调试经验在满足调试方案执行的基础上准备。另一方面，必须要提前对全站运行情况进行调查分析，制定相应的调试方案与时间表，而调试人员则需要熟练掌握主接线方式、变电站规模、网络配置方案以及后台配置方案等，以免调试过程中造成不同环节的相互影响。
二、智能变电站调试要点
1.延时性检查
在智能变电站调试时必须要对合并单元的延时性进行检查，一般会选择用电子互感器综合测试仪。按照相关规定检查结果延时性应该在1ms以下，并且在接入级联母线电压信号间隔合并单元的延时性在2ms以下。
2.特殊间隔调试
在大部分情况下智能变电站线路间隔、主变间隔智能组件CID文件具有通用性，通过较多的调试间隔数可以及时发现存在的设计错误。另外，尤其要加强对部分组件的控制，例如母联、站域控制数量比较少，并且功能相对特殊的间隔智能保护组件。
3.网络配置调试
智能变电站网络配置涉及到设备IP配置、交换机端口配置以及VLAN划分等组件，主要来完成对网络流量的合理划分，并且将采集信号通过预想端口输出[2]。在对智能变电站网路配置进行调试时，一方面应该做好对出厂调试阶段的管理，降低各组件存在故障的可能性，另一方面同时要做好现场调试的验证工作，保证整个网络系统可以有效进行。
三、智能变电站调试技术分析
智能变电站的运行关乎其经济效益，因此，采取可靠的调试技术至关重要，具体的智能调试技术表现为以下几个方面。
1.IED单体调试
对于智能变电站IED单体调试，需要检测的项目很多，既包括通用测试项目，同时又包括各专项功能测试。首先，对于通用项目测试主要完成电源检查、外观检查、光功率检查、采样检查、通信检查以及GOOSE开入开出功能检测等，必须要结合检测方案来选择检测手段，对各组件进行全面分析检测，准确查找锁存问题。其次，对于专项功能的检测，例如保护功能测试、测控功能检测等，对于保护功能的检测需要对保护装置跳闸矩阵、跳合闸出口压板等进行检测;测控工程测试需要完成对自检功能、遥控操作以及防误闭锁等方面的检测。
2.运行以及测控系统调试
监控系统是智能变电站系统建设中的重要组成部分，为了能够实时监控变电站各组件的运行状况，随之掌握所有设备运行情况，就必须要加强对监控系统、各间隔层装置以及运动系统等进行全面检测，例如进行控制功能检测、遥信量采集功能测试等。另外，为保证测控与运动系统的正常运行，需要对系统进行计算机通讯与冗余功能测试，其中应采取上网分别测试方式，检测系统网络工程能否正常运行，并确定出存在运行故障的部分，为后续维护工作的开展提供便利。
3.系统调试
首先，全站SMV验证。即通过一次通流、通压实验来检测现场MU发出的SMV报文是否正确，确定现场保护欲测控装置接收SMV是否正常。其测试的范围主要包括接收电流与电压量的IED装置，确定系统运行的稳定性。其次，全站范围内时钟系统调试。对过程层装置光纤B码对时，将时钟系统的精确度控制在1ms之内，同时也需要对所有间隔层进行检查，包括远动装置、智能终端、规约转换装置等与后台系统时间完全相同。通过用时间信号测试仪开出接入测控装置开入，在0ms时发出脉冲，确定装置记录SOE数据是否为0ms;从站控层读遥信变位COS时间与SOE时间，通过此种方式来估算站控层系统对时的准确性[3]。
四、结束语
智能变电站建设上与传统变电站相比系统更为复杂，同时其运行各设备要求也更高，相应的传统调试方式已经不能满足变电站运行需求。这就需要从多个方面进行分析，选择用切实可行的技术以及手段来进行调试，保证所有系统运行正常，提高变电站运行的稳定性与可靠性。
参考文献
[1]卢炯.小议信息管理技术在变电站继电保护系统中的广泛应用[J].科技经济市场.2011（01）：23-24.
[2]曹国臣，韩蕾，祝滨.大电网分布式自适应继电保护系统的实现方法[J].电力系统自动化.2010（13）：45-46.
[3]朱时祥.关于继电保护的性能和检修措施探讨[J].今日科苑.2010（08）：23-24.
作者简介：李杭州（1976—），男，学士，现供职于国网湖北省电力公司黄冈供电公司。